12 Природные и технологические условия существования нефтегазового пласта.

Нефтяной пласт – это пласт, сложенный породами с хорошей проницаемостью и заполненный нефтью. Флюид находится в пласте под большим давлением. Породы, лежащие выше продуктивного горизонта, своей массой давят на пласт. До вскрытия продуктивного горизонта давление в нем по всей площади однообразно, в момент его вскрытия это равновесие нарушается.

13 Понятие текстурно-структурной неоднородности. Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а так же по взаимному расположению пор относительно друг друга. Определяет возможность движения флюида в пласте и характеризуется однородностью. Текстура- параметр всего пласта характеризует неоднородность пласта в целом. Текстура указывает на слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное расположение цемента. Структурно-текстурной неоднородностью характеризуется неоднородность скелета породы. В зависимости от структуры пласта можно различить:

• псафитовую(>2 мм)

• псаммитовую(0,1-2 мм)

• алевритовую(0,01-0,1 мм)

• пелитовую( менее 0,01 мм)

14. Понятие коллектора и неколлектора. Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

15. Типы коллекторов нефти и газа.

Принято все коллекторы нефти и газа разделять на гранулярные( сложены песчано-алевритистыми породами, поровое пространство состоит и межзерновых полостей), трещинные (карбонаты и сланцы, поровое пространство слагается системой пор и трещин) и смешанного строения. Трещиноватые подразделяются на пористые, каверновые и карстовые. Различают три основных вида пород, которые могут быть коллекторами, т.е. проводящими и флюидосодержащими, и неколлекторами:

Терригенные породы – это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или обломками материнских пород (обломки + глины).

Пирокластические – осадочные, обломочные породы, на 50 и более % состоящие из продуктов вулканического извержения. Могут быть коллекторами.

Непроницаемые породы – тонкие слои, имеющие подчинённое значение.

16. 20 21 Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержание в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологических условиях отложения пород залежи.

Имеются эффекты разрушения пласта, например, вынос песка в скважину, а, значит, нужно знать, какие фильтры ставить.

Гранулометрический анализ проводится для определения дисперсности частиц, слагающих породу.

Гранулометрический состав – массовое содержание (количество) в породе частиц определённой крупности (размера).

По размерам гранул породы делятся как:

1. дресва (гравий, дресвяник, гравелит) – 2-10 мм;

2. песок, песчаник – 0.1-2 мм;

3. алеврит, алевролит – 0.01-0.1 мм;

4. глина, аргиллит0.01 мм – пелитовая структура.

Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа. Данные микроскопического изучения предпочтительны, т.к. пласт сохраняет свою природную структуру. Данные ситового и седиментационного анализа предполагают нарушения природной структуры пласта. Т.е. пласт изначально дезинтегрируется (разрушается) на отдельные зёрна механическим путём, природная структура меняется. В процессе дезинтеграции появляются обломки не характерные для природного состава породы (более крупные частицы). После дезинтеграции частицы пропускают через сита разного диаметра. С помощью чего определяется количество частиц определённого размера. Как правило используются для определения частиц размеров от 0.05 и более миллиметров. Для этого берутся стандартные наборы сит: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0.5; 0.25 мм.

Все частицы, которые меньше 0.05 мм исследуются с помощью седиментационного анализа. Он основан на закономерностях осаждения частиц в водной среде. Для этого используется формула Стокса. Она справедлива для частиц правильной, шарообразной формы, размером 0.1¼0.01 мм. Эта формула связывает скорость осаждения с диаметром частиц и плотностью:

v=(gd²/(18))(_п/_ж – 1),

где d – диаметр частиц,  - кинематическая вязкость _п – плотность породы _ж – плотность жидкости

v – скорость осаждения. Частицы, размером менее 0.01 мм не подчиняются этому закону.

Распределение частиц по размерам описывается с помощью кривой распределения частиц.

Определяется суммарная масса М;

строится интегральная кривая;

 М, %

60

10 lg d

0 d¹⁰ d⁶⁰

Неоднородность размеров частиц характеризуется величиной отношения d⁶⁰/d¹⁰. Где d⁶⁰ – диаметр частиц, при котором сумма масс фракции от 0 до 60%, а d¹⁰ – диаметр частиц, при котором сумма фракции рассматривается от 0 до 10 %.

Если мы рассматриваем однородную систему:

 90 90

Физик Слихтер предложил формулу связи коэффициента пористости с формой упаковки частиц.

k_п=1 - /(6(1-соs)1+2соs)

если =90 - k_п=0.476;

если =60 - k_п=0.259

Применимо только для частиц равной идеальной формы.

Кроме размера неоднородность определяется и формой частиц.

Чем больше отличие частиц от идеальной геометрической фигуры, тем хуже коллекторские свойства пласта:

Есть т.н. глинистые частицы, вносящие огромный вклад в ухудшение извлечения. Частицы, размер которых 10 мкм – это частицы, которые определяют глинистость пласта. Глина – прекрасный адсорбент, образующий связанную нефть и связанную воду.

17. Минералогический состав терригенных и карбонатных коллекторов. Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

18. Форма представления результатов гранулометрического анализа. Область применения гранулометрического анализа Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическая кривая характеризует степень неоднородности пласта по гранулометрическому составу. Степень неоднородности пород характеризуется показателем. Чем хуже коллекторские свойства, тем больше у него будет разброс по диаметрам. От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, удельная поверхность, капиллярные свойства. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения залежи

22 Типы пустот в нефтегазовых пластах. Пористость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи, бывает:

• Первичная (гранулярная)

• Вторичная (трещиноватая)

Типы пор:

• Хорошо отсортированный песчаник

• Плохо отсортированный песчаник

• Глины, содержащие замкнутые поры

• Трещинный тип

• Кавернозный тип

23. Первичная и вторичная пористость. Пористость способность содержать пустоты. Она делится на первичные или гранулярные и вторичные или трещиноватые. Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации в зависимости от гранулометрического состава:

• Ромбоидальные ( в основном высокопористые, открытопористые хорошо окатанные песчаники)

• Тетраидальные (спрессованные песчаники)

• Трещиноватые (глина, слюда)

Вторичная – связана с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами:

• Щелевидная (могут быть в любых породах подвергающихся внешнему воздействию )

• Каверновая

24. 25 По какому физическому принципу классифицируются поры по размерам? Также поры классифицируются по размеру. Размеры пор определяются по площади контакта поры с породой и способности фильтровать:

1. Сверхкапиллярные поры с . Через такие поры хорошо фильтруются нефть, газ, вода; для них нехарактерны эффекты на границе фаз. Такие поры характерны для высокопористых, высокопроницаемых пород.

2. Капиллярные поры с . Такие поры проявляют эффекты межфазного взаимодействия, фильтрация в них затруднена. Большую роль играют капиллярные силы, которые препятствуют фильтрации жидкости и газа.

3. Субкапиллярные поры с . Взаимодействие между твёрдой фазой и флюидом распространяется на всю пору. Размер подобных пор настолько мал, что молекулярные силы, действующие на поверхности пор, имеют существенное влияние. Если градиент давления мал – фильтрации не будет происходить.

4. Микропоры с . Через такие поры флюид практически не фильтруется. В этих порах вообще ничего не движется. Пора забита слоем, созданным молекулярными силами.

Сверхкапиллярные поры типичны для песчаников, обломочных и крупнозернистых пород, доломитов. Капиллярные – для сцементированных песчаников. Субкапиллярные соответствуют глинам, мелкокристаллическим, меловидным породам. Трещинноватость характерна для хрупких горных пород.

26.27,28. Понятие пористости как физического свойства пласта, характеризующего его емкость. Виды пористости. Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи. Пористость характеризуется коэффициентами пористости. Коэффициент, характеризующий запасы, называется коэффициентом общей пористости

Д ля определения запасов извлекаемой нефти, т.е. для сообщающихся пор применяют коэффициент открытой пористости: k_о.п.=v_{отк.пор}/v_общ Вводят и такой параметр, как коэффициент нефтегазонасыщения, как объём пор, содержащих нефть и газ к общему объёму пор: k_н.г.=v_н.г./v_пор В соответствии с этим выделяется такое понятие как эффективная пористость: k_эф.=k_о.п.k_н.г. Т.е. это доля пор, занятых нефтью и газом, отнесённая к общему объёму пласта. В качестве меры, характеризующей полезную ёмкость пласта используется коэффициент динамической пористости: k_{динам.п.}=k_о.п.(k_н – k_о.н.н.), где k_н – коэффициент нефтенасыщения k_о.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения.

29. 30. 31. 32. 33. 34 48Понятие структуры порового пространства. Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а также по взаимному расположению пор относительно друг друга.

Для выявления закономерностей сначала выделяют маленькие поры – капилляры, а затем определяются радиусы пор.

Поры

Проточные Тупиковые

От порометрической характеристики зависит извлечение нефти и газа.

В ажным моментом является то, что у нас обычно результатом порометрической характеристики представляются функции распределения пор по размерам.

F(r)=dv/dR

1

1

0 R

R_к R_п

Красная зависимость соответствует более хорошему пласту, т.к. капилляры обладают большим диаметром, а значит пропускная способность выше.

Функция F(r) характеризует объёмную долю распределения пор по размерам.

Кроме распределения пор по размерам, определяющим параметром является форма пор.

Форма пор рассматривается с точки зрения их приближённости к правильным геометрическим фигурам:

Характеристика пор реального пласта:

Д ля изучения используются прямые методы, основанные на компьютерном анализе результатов изучения керна с помощью электронного растрового микроскопа.

Обрабатывая методом секущих, определяем конфигурацию, взаимосвязь пор и т.д.

Взаимосвязанность определяется координационным числом.

К оординационное число – количество капилляров, подходящих к одной крупной поре.

К огда для фильтрации существует много путей,часть объёма порыможет быть неохвачена

и эффективность вытеснения низкая. Если r_п>>r_к, то такие поры будут вести себя как

непроточные.Крупные поры отвечают за запасы, капилляры – за извлечение, поэтому при определённом соотношении запасы будут трудноизвлекаемы. Распределение пор по размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание центрифугой и другие.

Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.

Р_к

S_в

Ф ункция капиллярного давления зависит от коллекторских свойств. Чем выше коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево, тем ниже остаточная водонасыщенность.

Но всё же наша функция неявным образом характеризует распределение пор по размерам.

S_в

Стрелка указывает на возрастание k.– ширина переходной зоны,

пределяемая капиллярным давлением.Высота переходной зоны может быть

более 30 м.

Одной из определяющих характеристик на практике является функция Леверетта. Функция Леверетта – отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в порах среднего размера:

I (S)=Р_к(S)/Р

I(S)

Рк

Капиллярное давление имеет гистерезис, который определяется тем, какой процесс идёт: увеличение насыщения водой (пропитка) уменьшение насыщения водой (дренаж)

Соответствующие кривые для пропитки и дренажа совершенно разные:

Красная линия соответствует дренажу, синяя - пропитке.

Явление гистерезиса характерно и для кривых фазовой проницаемости. Кривые фазовой проницаемости определяются характером взаимодействия между фазой и пористой средой.

П од структурой порового пространства понимается характер распределения пор по размерам, конфигурация и взаимное расположение пор.

С точки зрения «вида» конфигурации пор:

Поры делятся на категории:

сверхкапиллярные поры, >10^-4м;

капиллярные поры, :10^-7 – 10^-4м;

субкапиллярные поры, :10^-9 – 10^-7м;

микропоры, <10^-9м.

1) Сверхкапиллярные поры: характерны для слабосцементированного галечника, гравия, среднезернистых песков, зон выщелачивания, карст.

Поверхность взаимодействия на ед. объема – мала.

Капиллярные:Существенное взаимодействие, поверхностное натяжение препятствует движению флюидов. В таких объектах делают ПХГ. Характерны сцементированным породам, доломитам.

Субкапиллярные:_Поры могут быть заполнены прочносвязывающей жидкостью, нефтью.

Глины, мелкокристаллические известняки, доломиты и т.д.

Микропоры: Нефть в таких порах неподвижна. Глины.

35 Водо-, нефте- и газонасыщенность пород. Коэффициенты, характеризующие эти свойства

Нефтенасыщение – параметр, характеризующий содержание нефти в объеме образца.

Аналогично формулируется газонасыщенность, водонасыщенность

36 Емкостные свойства нефтегазовых пластов, характеристика, взаимосвязь и область применения Это проницаемость и пористость о пористости сказано выше о проницаемости ниже. Перечислите основные фильтрационные и емкостные свойства нефтегазовых пластов, дайте понятие анизотропии нефтегазового пласта

Емкостные свойства – пористость (способность вмещать флюид)

Фильтрационные свойства – проницаемость (способность пропускать жидкость)

Анизотропия –разницы свойств в различных направлениях

Этого мало, чтобы сказать, какого типа коллектор. В разных пластах с разным типом трещин поры различны.